America

Eni è presente in Ecuador dal 1988, nel 2013 la produzione in quota Eni è stata di 13 mila barili/giorno. L’attività è condotta nel Blocco 10 (Eni 100%) situato nella Foresta Amazzonica, per una superficie sviluppata di 1.985 chilometri quadrati in quota Eni.

Le attività di Eni nel Paese sono regolate da un contratto di servizio, con durata fino al 2023.

Produzione La produzione è fornita dal giacimento a olio di Villano, avviato nel 1999. Lo sfruttamento del giacimento avviene tramite una Central Production Facility collegata via pipeline alle facility di stoccaggio sulla costa pacifica.

Sviluppo Le attività dell’anno hanno riguardato le attività di workover per contrastare il naturale declino dell’area e lo sviluppo del potenziale minerario residuo. È stato completato l’upgrading delle strutture logistiche e attività di manutenzione degli impianti.

Esplorazione Sono state completate le attività necessarie per avviare un nuovo programma esplorativo nel corso del 2014.

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Eni è presente negli Stati Uniti dal 1968 e opera nel Golfo del Messico, Alaska e, più recentemente, nell’onshore del Texas.

La superficie sviluppata e non sviluppata si estende per 6.729 chilometri quadrati (3.843 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2013 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 82 mila boe/giorno.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni negli Stati Uniti sono regolate da contratti di concessione.

Golfo del Messico

Eni partecipa in 228 blocchi di esplorazione e sviluppo nell’offshore profondo e convenzionale del Golfo del Messico, di cui 139 come operatore.

Produzione I principali giacimenti operati sono Allegheny, Appaloosa e Morphet (Eni 100%); Longhorn-Leo, Devils Towers e Triton (Eni 75%) e Pegasus (Eni 58%). Inoltre Eni partecipa nei giacimenti non operati di Medusa (Eni 25%), Europa (Eni 32%) e Thunder Hawk (Eni 25%).

Sviluppo È stata sanzionata la Fase 1 del programma di sviluppo del giacimento Heidelberg (Eni 12,5%) nell’offshore profondo del Golfo del Messico. Il progetto prevede la perforazione di 5 pozzi produttori e l’installazione di una piattaforma produttiva. Lo start-up è atteso alla fine del 2016, con una produzione pari a circa 9 mila boe/giorno in quota Eni.

Le attività di sviluppo nel Golfo del Messico hanno riguardato principalmente: (i) la perforazione e il completamento dei pozzi e installazione delle facility sui giacimenti di Hadrian South (Eni 30%), Lucius/Hadrian North (Eni 5,4%) e St. Malo (Eni 1,25%); (ii) attività di infilling sui giacimenti in produzione di Appaloosa, Longhorn, Pegasus e Front Runner (Eni 37,5%); (iii) attività di manutenzione sulla pipeline di collegamento alla piattaforma produttiva di Corral.

Esplorazione Le Autorità competenti hanno ufficializzato l’assegnazione di uno dei cinque blocchi offshore, situati nelle aree di Mississippi Canyon e Desoto Canyon nel Golfo del Messico, per cui Eni era risultata migliore offerente nel corso della Lease Sale 227 del marzo 2013.

Texas

Produzione La produzione è fornita essenzialmente dall’area Alliance (Eni 27,5%), nel bacino di Fort Worth, asset acquisito a seguito dell’accordo con Quicksilver, contenente riserve di gas non convenzionale (shale gas). La produzione nell’anno è stata pari a circa 8 mila boe/giorno in quota Eni.

Sviluppo Nel novembre 2013 è stato definito con la società statunitense Quicksilver un accordo di esplorazione e sviluppo di giacimenti a olio non convenzionale (shale oil) nell’onshore degli Stati Uniti. Eni acquisirà un interest del 50% nel titolo minerario di Leon Valley, situata nel Texas occidentale. Il programma di lavoro prevede la perforazione fino a un massimo di 5 pozzi esplorativi e una prospezione geofisica per definire il potenziale minerario dell’area in base al quale sarà definito il piano di sviluppo. Eni investirà fino a $52 milioni per l’esecuzione delle attività esplorative programmate. L’accordo prevede inoltre l’acquisizione senza costi aggiuntivi della quota del 50% posseduta da Quicksilver in un titolo limitrofo.

Alaska

Eni partecipa in 102 blocchi di esplorazione e sviluppo con quote comprese tra il 10% e il 100%, dei quali 49 operati.

Produzione I principali giacimenti sono Nikaitchuq (Eni 100%, operatore) e Oooguruk (Eni 30%) con una produzione complessiva pari a circa 12 mila barili/giorno in quota Eni nel 2013.

Sviluppo Proseguono le attività di drilling sui giacimenti di Nikaitchuq e Oooguruk.

Eni è presente in Trinidad e Tobago dal 1970; nel 2013 la produzione in quota Eni è stata di 2 milioni di metri cubi/giorno (pari a 11 mila boe/giorno). L’attività è concentrata nell’offshore settentrionale di Trinidad, per una superficie sviluppata di 382 chilometri quadrati (66 chilometri quadrati in quota Eni).

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Trinidad e Tobago sono regolate da Production Sharing Agreement.

Produzione La produzione è fornita dai giacimenti a gas di Chaconia, Ixora, Hibiscus, Poinsettia, Bougainvillea e Heliconia nel Blocco North Coast Marine Area 1 (Eni 17,3%). Lo sfruttamento dei giacimenti avviene mediante l’utilizzo di due piattaforme fisse collegate alle facility di trattamento di Hibiscus. Il gas prodotto è utilizzato per alimentare i treni 2, 3 e 4 dell’impianto di liquefazione Atlantic LNG, destinati principalmente al mercato statunitense in base a contratti di lungo termine. La produzione eccedente di gas liquefatto è venduta principalmente su altri mercati su base spot.

Eni è presente in Venezuela dal 1998; nel 2013 la produzione in quota Eni è stata di 10 mila barili/giorno. L’attività è concentrata nel Golfo del Venezuela, nel Golfo di Paria e nell’onshore dell’Orinoco per una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.804 chilometri quadrati (1.066 chilometri quadrati in quota Eni).

Le attività di esplorazione e produzione dei giacimenti di petrolio di Eni in Venezuela sono regolate dal regime di “Impresa Mista”. Nel regime di Impresa Mista una società di diritto venezuelano è titolare dei relativi diritti minerari, svolge direttamente le operazioni petrolifere ed è partecipata da CVP (Corporación Venezuelana de Petróleo) o altra affiliata di PDVSA con una quota minima pari al 60%.

Nel medio termine, le attività di sviluppo in corso consentiranno di aumentare la produzione collocando il Paese tra i primi produttori di Eni.

Produzione Nel marzo 2013 è stata avviata la produzione (accelerated early production) del giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%), situato nella Faja dell’Orinoco, con volumi in place certificati di 35 miliardi di barili. La produzione della fase di Early Production è prevista raggiungere un plateau di 75 mila barili/giorno alla fine del 2015, con un plateau di lungo termine di 240 mila barili/giorno. Il progetto prevede anche la realizzazione di una raffineria con una capacità di circa 350 mila barili/giorno. Eni finanzierà la quota PDVSA dei costi di sviluppo per la fase di early production e per l’ingegneria della raffineria fino a un ammontare pari a $1,74 miliardi. Proseguono le attività di drilling e installazione delle facility di trasporto e trattamento.

L’altro giacimento in produzione è Corocoro (Eni 26%), con una produzione pari a 37 mila barili/giorno nel 2013.

Sviluppo Prosegue il progetto sanzionato del giacimento a gas di Perla, localizzato nel Blocco Cardon IV (Eni 50%), nel Golfo di Venezuela. PDVSA ha esercitato il diritto di ingresso nella società con una partecipazione del 35%. Successivamente al perfezionarsi del trasferimento della quota, Eni conserverà il 32,5% nel progetto. La prima fase di sviluppo (Early Production) prevede la messa in produzione degli attuali pozzi di scoperta/appraisal e l’installazione di piattaforme collegate tramite gasdotto a un impianto di trattamento onshore. Il target produttivo stimato in circa 13 milioni di metri cubi/giorno è atteso nel 2015. Lo sviluppo del giacimento continuerà con ulteriori due fasi che prevedono la perforazione di pozzi addizionali e l’upgrading delle facilities di trattamento. Il plateau di produzione è stimato in circa 34 milioni di metri cubi/giorno.

Esplorazione Le attività esplorative riguardano il blocco Golfo di Paria Centrale (Eni 19,5%), dove è situata la scoperta a olio Punta Sur.

Nel corso dell’anno sono stati definiti i tempi e il programma della campagna esplorativa del potenziale minerario a gas dei permessi di Punta Pescador e Golfo de Paria Ovest (Eni 40%).